laporan kerja praktek iffa1

LAPORAN KERJA PRAKTEK

STUDI KALIBRASI KUSTER PRESSURE GAUGE MENGGUNAKAN

DEAD WEIGHT TESTER DAN OIL BATH KUSTER

PT. PERTAMINA GEOTHERNAL ENERGY AREA KAMOJANG

Disusun Oleh :

Iffatul Izza Siftianida

(11/313404/TK/37895)

PROGRAM STUDI TEKNIK NUKLIR

JURUSAN TEKNIK FISIKA

FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS GADJAH MADA

2014

ii

LEMBAR PENGESAHAN


STUDI KALIBRASI KUSTER PRESSURE GAUGE MENGGUNAKAN DEAD WEIGHT TESTER DAN OIL BATH KUSTER

PT PERTAMINA GEOTHERMAL ENERGY AREA KAMOJANG

17 Nopember 2014 17 Desember 2014

Disusun Oleh:


11/313404/TK/37895

Telah disetujui dan disahkan:

Kamojang, Desember 2014

Mengetahui,

Pembimbing Kerja Praktek

Akhmad Burhani Prasetyo

Manajer Ops PT PGE area Kamojang

Roy Bandoro Suwandaru

iii

LEMBAR PENGESAHAN


STUDI KALIBRASI KUSTER PRESSURE GAUGE MENGGUNAKAN DEAD WEIGHT TESTER DAN OIL BATH KUSTER

PT PERTAMINA GEOTHERMAL ENERGY AREA KAMOJANG

17 Nopember 2014 17 Desember 2014

Disusun Oleh:


11/313404/TK/37895

Telah disetujui dan disahkan:

Yogyakarta, Desember 2014

Mengetahui,

Ketua Jurusan Teknik Fisika UGM

Prof. Ir. Sunarno, M.Eng., Ph.D.

NIP. 195511241983031001

Dosen Pembimbing Kerja Praktek

Ir. Balza Ahmad, M.Sc.E

NIP. 196804011992032002

iv

KATA PENGANTAR

Puji syukur penulis panjatkan kepada Allah Subhanahu Wataala, karena atas

berkat dan rahmat-Nya, penulis dapat menyelesaikan laporan kerja praktek ini. Penulisan laporan

kerja praktek ini dilakukan dalam rangka memenuhi salah satu syarat untuk mencapai gelar S1

Teknik Nuklir di Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada. Penulis menyadari bahwa, tanpa

bantuan dan bimbingan dari berbagai pihak, dari masa perkuliahan sampai pada penyusunan

laporan kerja praktek ini, sangat sulit bagi penulis untuk menyelesaikan laporan kerja praktek ini.

Oleh karena itu, penulis mengucapkan terima kasih kepada:

1. Keluarga penulis, yaitu kedua orang tua, dan adik-adik tercinta yang selalu memberikan

support dan dukungan serta doa yang menyertainya.

2. Prof. Ir. Sunarno, M.Eng.,Ph.D. selaku Ketua Jurusan Teknik Fisika Fakultas Teknik UGM

yang telah memberikan izin untuk dapat melaksanakan kerja praktek di PT. Pertamina

Geothermal Energy area Kamojang.

3. Bapak Balza Ahmad selaku dosen pembimbing kerja praktek atas nasihat, masukan dan

bantuannya sehingga kerja praktek ini dapat penulis selesaikan dengan sebaik-baiknya.

4. Bapak Roy Bandoro Swandaru selaku Manager Operasi Produksi yang telah memberikan

penulis dan teman-teman tugas yang bertujuan untuk mengembangkan kemampuan kami

dalam bidang engineering.

5. Bapak Riyanto TP selaku Asisten Manager Fasilitas Produksi atas keramahannya yang

telah membantu penulis mengenal tentang organisasi dan kegiatan yang dilakukan di

bagian operasi-produksi PT. Pertamina Geothermal Energy area Kamojang.

6. Bapak Akhmad Burhani Prasetyo selaku ahli instrumen sekaligus pembimbing kedua atas

pengarahannya dalam pemahaman materi penulis dan memberikan pengalaman selama

kerja di PT. Pertamina Geothermal Energy area Kamojang dan pengarahan dalam

penyelesaian laporan kerja praktek.

7. Bu Rani Febriani selaku pengawas instrument yang telah banyak memberikan ilmu,

pengalaman dan penjelasan yang cukup detail tentang sistem yang ada di PT. Pertamina

Geothermal Energy area Kamojang.

8. Bapak Achmad S Fadli selaku pengawas Fasilitas Produksi atas bimbingannya dan sharing

ilmu yang diberikan selama pelaksanaan kerja praktek.

v

9. Seluruh karyawan PT. Pertamina Geothermal Energy area Kamojang yang tidak dapat

penulis sebutkan satu persatu, terima kasih atas semuanya

Akhir kata, penulis berharap Allah Subhanahu Wataala berkenan membalas segala

kebaikan semua pihak yang telah membantu dalam penyelesaian kerja praktek ini. Semoga laporan

kerja praktek ini membawa manfaat bagi pengembangan ilmu dan bagi yang membacanya.

Kamojang, Desember 2014


vi

DAFTAR ISI

LEMBAR PENGESAHAN ............................................................................................................ ii

LEMBAR PENGESAHAN ........................................................................................................... iii

KATA PENGANTAR ................................................................................................................... iv

DAFTAR GAMBAR ................................................................................................................... viii

DAFTAR TABEL .......................................................................................................................... ix

BAB I PENDAHULUAN ............................................................................................................... 1

I.1 LATAR BELAKANG...................................................................................................... 1

I.2 TUJUAN KERJA PRAKTEK ......................................................................................... 3

I.3 WAKTU DAN TEMPAT PELAKSANAAN KERJA PRAKTEK ................................. 3

I.4 BATASAN MASALAH .................................................................................................. 4

I.5 METODE PENGUMPULAN DATA .............................................................................. 4

I.6 SISTEMATIKA PENULISAN ........................................................................................ 5

BAB II TINJAUAN UMUM INSTANSI ....................................................................................... 7

II.1 SEJARAH PT. PERTAMINA GEOTHERMAL ENERGY ........................................... 7

II.2 SEJARAH LAPANGAN PANAS BUMI KAMOJANG ................................................ 8

II.3 VISI DAN MISI ............................................................................................................. 10

II.4 STRUKTUR ORGANISASI.......................................................................................... 11

II.5 DESKRIPSI BISNIS ...................................................................................................... 13

BAB III TINJAUAN PUSTAKA ................................................................................................. 16

III.1. SISTEM PANAS BUMI ............................................................................................ 16

III.2. SISTEM PRODUKSI UAP ........................................................................................ 19

III.3. JENIS SUMUR........................................................................................................... 21

III.4. BAGIAN-BAGIAN SUMUR..................................................................................... 23

BAB IV PELAKSANAAN KERJA PRAKTEK .......................................................................... 39

IV.1. LATAR BELAKANG ................................................................................................ 39

IV.2. DASAR TEORI .......................................................................................................... 40

IV.3. KALIBRASI KPG ...................................................................................................... 51

IV.4. HASIL KALIBRASI .................................................................................................. 53

IV.5. PEMBAHASAN DAN ANALISIS DATA ................................................................ 56

IV.6. ANALISIS METODE KALIBRASI .......................................................................... 65

vii

BAB V PENUTUP ....................................................................................................................... 67

V.1 Kesimpulan..................................................................................................................... 67

V.2 Saran ............................................................................................................................... 67

DAFTAR PUSTAKA ................................................................................................................... 68

LAMPIRAN .................................................................................................................................. 69

viii

DAFTAR GAMBAR

Gambar II -1. Struktur Organisasi PT. Pertamin Geothermal Energy area Kamojang ................. 11

Gambar II-2. Struktur Organisasi Bagian Operasi Produksi ........................................................ 12

Gambar III-1. Skema Sistem Energi Geothermal ......................................................................... 16

Gambar III-2. Sumur Produksi ..................................................................................................... 21

Gambar III-3. Sumur Reinjeksi..................................................................................................... 22

Gambar III-4. Sumur Pantau ......................................................................................................... 23

Gambar III-5. Gambar konstruksi sumur ...................................................................................... 24

Gambar III-6. Annulus berada dibawah kerangka kepala dasar sumur ........................................ 24

Gambar III-7. Master Valve .......................................................................................................... 25

Gambar III-8. Side Valve .............................................................................................................. 26

Gambar III-9. Wing Valve ............................................................................................................ 27

Gambar III-10. Bleeding pipe pada side valve ............................................................................. 29

Gambar III-11. Pipeline area Kamojang ....................................................................................... 30

Gambar III-12. Rock Muffler ....................................................................................................... 30

Gambar III-13. Pressure Gauge digital (kiri) dan Pressure Gauge (kanan) .................................. 31

Gambar III-14. Temperature Gauge (manual ) dan Temperture Gauge (digital) ......................... 32

Gambar III-15. Flow Recorder ITT Barton .................................................................................. 33

Gambar III-16. Block valve .......................................................................................................... 34

Gambar III-17. Rupture Disk ........................................................................................................ 35

Gambar III-18. Pressure valve safety ............................................................................................ 36

Gambar III-19. Drain Port............................................................................................................. 38

Gambar IV-1. Hubungan antara tekanan absolut, tekanan atmosfer, tekanan gage, dan tekanan

vakum ............................................................................................................................................ 40

Gambar IV-2. Kuster pressure gauge (diagrammatic) .................................................................. 45

Gambar IV-3. Level pengukuran tekanan ..................................................................................... 46

Gambar IV-4. Spesifikasi dan deskripsi DWT ............................................................................. 48

Gambar IV-5. Prinsip Kerja Dead Weight Tester ......................................................................... 49

Gambar IV-6. Oil Bath ................................................................................................................. 50

Gambar IV-7. Data Hasil Black Chart .......................................................................................... 57

Gambar IV-8. Grafik karakteristik output KPG ........................................................................... 62

ix

DAFTAR TABEL

Tabel IV-1. Data Hasil Pembacaan Black chart pada suhu 500C ................................................. 53

Tabel IV-2. Data Hasil Pembacaan Black chart pada suhu 1000C ............................................... 54





Tabel IV-7. Data Hasil Rerata Pembacaan Black chart ................................................................ 55

Tabel IV-8. Regresi linier temperatur 500 C ................................................................................. 59

Tabel IV-9. Regresi linier temperatur 1000 C ............................................................................... 59

Tabel IV-10. Regresi linier temperatur 1500 C ............................................................................. 60




Tabel IV-14. Regresi linier rerata ................................................................................................. 62

Tabel IV-15. Presentasi kesalahan non-linearity output KPG ...................................................... 64

1

BAB I PENDAHULUAN

I.1 LATAR BELAKANG

Universitas Gadjah Mada sebagai lembaga akademis yang berorientasi

pada ilmu pengetahuan dan teknologi diharapkan mampu menerapkan kurikulum

yang fleksibel dan mengakomodasi perkembangan yang ada. Melihat semakin

berkembangnya ilmu pengetahuan dan teknologi saat ini, dimana tuntutan

terhadap dunia pengajaran dan pendidikan semakin tinggi sehingga materi yang

diterapkan semakin kompleks. Oleh karena itu Universitas Gadjah Mada dengan

jenjang pendidikan strata satu (S1) dimana berisi tentang konsep teori ilmu-ilmu

dasar, mewajibkan mahasiswa yang mengambil jenjang pendidikan tersebut untuk

mengetahui, memahami dan menginterpretasikan manfaat dari ilmu tersebut.

Pembelajaran yang lebih mengena dan tepat guna salah satu contohnya

adalah dengan kajian dan observasi lapangan tentang terjadinya kejadian natural

yang sebelumnya telah dipahami secara teoritis dan ilmiah. Dalam hali ini kajian

dan observasi lapangan tersebut dilakukan dengan metode Kerja Praktek. Kerja

praktek yaitu kegiatan akademik berbasis lapangan yang dipastikan mahasiswa

mampu belajar secara langsung melalui praktek. Sistem Kerja Praktek ini dapat

dilakukan dengan ikut bekerja dan menerima tugas suatu pekerjaan tertentu dari

suatu industri atau perusahaan manapun yang mempunyai hubungan dengan

konsentrasi studi dari mahasiswa. Selain itu kerja praktek merupakan suatu syarat

akademik yang harus dipenuhi oleh mahasiswa untuk mencapai gelar sarjana strata

satu (S1) teknik.

Setiap mahasiswa diharuskan untuk berinterakasi dengan teknologi yang

diterapkan pada industri dan aplikasi terpan lainnya. Keberadaan teknologi ini

memang sengaja dibuat untuk mahasiswa di lingkungan teknik untuk dapat

mengetahui secara nyata penerapan ilmu dan dasar ilmiahnya pada suatu industri

di luar ruang teoritis.

2

Kemampuan untuk memanfaatkan teknologi secara efektif dan sekaligus

mengembangkannya harus dipunyai oleh sebuah industri yang tentunya

mempunyai teknologi yang memadai tersebut. Teknologi tersebut diperuntukkan

sebagai rangkaian proses, alat, metode, prosedur dan piranti yang digunakan untuk

memproduksi barang dan jasa. Desain pekerjaan, produktivitas, kualitas dan

strategi perusahaan secara langsung akan dipengaruhi oleh pemilihan dan

penggunaan teknologi. Dengan alasan inilah maka diusulkan kerja praktek pada

instansi ini dengan kajian sistem kendali dan instrumentasi. Dengan maksud dan

harapan dapat melihat lebih lanjut tentang penerapan sistem kendali dan

instrumentasi pada suatu industri dalam proses yang diterapkan dilapangan agar

lebih memahami konsep teoritis dan mengambil manfaat dari lapangan. Selain itu

juga sebagai ajang untuk mentransfer teknologi kepada mahasiswa dan penanaman

sikap mental yang disiplin dan bertanggung jawab terhadap lingkungan kerjanya.

Dengan alasan inilah maka diusulkan kerja praktek pada instansi ini dengan

harapan dapat mempelajari dan mengenal sistem pembangkit energi tenaga panas

bumi di PT. Pertamina Geothermal Energy area Kamojang dalam proses yang

diterapkan agar lebih memahami konsep teoritis dan mengambil manfaat dari

lapangan secara langsung. Selain itu juga sebagai ajang untuk mentransfer

teknologi kepada mahasiswa dan penanaman sikap mental yang disiplin dan

bertanggung jawab terhadap lingkungan kerjanya.

Dengan judul kerja praktek Studi Kalibrasi Kuster pressure gauge

menggunakan Dead Weight Tester dan Oil Bath Kuster, dengan harapan

mahasiswa mampu menganalisis serta mengetahui kemampuan secara praktek/

nyata dari sistem pengukuran dan kalibrasi alat instrument dalam proses operasi

dan produksi sumur geothermal di PT. Pertamina Geothermal Energy area

Kamojang.

3

I.2 TUJUAN KERJA PRAKTEK

I.2.1. Tujuan Umum

a. Mengetahui penerapan ilmu-ilmu dasar yang kami pelajari di

perkuliahan dalam aplikasinya di lapangan.

b. Mengetahui pola kerja dan perilaku pekerja profesional di

lapangan, dengan harapan dapat memiliki pengalaman dan belajar

dari pengetahuan tersebut.

c. Membuka wawasan baru tentang suatu perusahaan dan aktivitas

kerja perusahaan tersebut.

d. Membuka interaksi antara dunia akademisi dan dunia usaha dalam

simbiosis mutualisme (saling menguntungkan).

e. Mendapatkan gagasan-gagasan baru yang dapat dijadikan topik

tugas akhir.

I.2.2. Tujuan Khusus

Tujuan khusus dari pelaksanaan kegiatan Kerja Praktek ini yaitu untuk

memahami dan mengetahui mengenai system teknis dan non teknis bidang

instrumentasi dan control dengan terlibat langsung pada kegiatan lapangan

di PT. Pertamina Geothermal Energy area Kamojang.

I.3 WAKTU DAN TEMPAT PELAKSANAAN KERJA PRAKTEK

Kerja praktek ini dilaksanakan di PT. Pertamina Geothermal Energy area

Kamojang yang beralamat di Jalan Raya Kamojang, Desa Laksana, Kabupaten

Ibun, Kabupaten Bandung, Jawa Barat, selama 4 minggu dari tanggal 19

Nopember 2014 hingga 29 Desember 2014.

4

I.4 BATASAN MASALAH

Agar pembahasan masalah dalam laporan kerja praktek ini tidak meluas,

penulis membatasi ruang lingkup pembahsan laporan kerja praktek hanya kepada

beberapa hal yaitu:

I.4.1. Prinsip kerja alat dead weight tester, dan oil bath.

I.4.2. Metode kalibrasi kuster pressure gauge dengan menggunakan dead weight

tester dan oil bath kuster.

I.4.3. Penentuan deviasi kebenaran suatu alat ukur yaitu kuster pressure gauge

dengan menggunakan kalibrator dead weight tester dan oil bath kuster

I.5 METODE PENGUMPULAN DATA

Metode yang digunakan dalam penyusunan laporan kerja praktek ini antara

lain dengan:

I.5.1 Metode Tinjauan Literatur

Metode ini dilakukan untuk mempelajari buku pustaka atau referensi,

jurnal, modul penelitian maupun browsing internet, yang berkaitan dengan

laporan kerja praktek ini. Metode ini bertujuan untuk mengetahui ilmu

pengetahuan dasar yang mendukung dalam penyusunan laporan yang

dikerjakan.

I.5.2 Metode Tinjauan Lapangan

Metode ini dilakukan untuk mendapatkan data yang yang diperlukan

dalam proses penyusunan laporan dengan melakukan tinjauan lapangan.

Metode ini dilaksanakan di PT. Pertamina Geothermal Energy area

Kamojang karena di area tersebut merupakan tempat dimana penulis

melakukan kerja praktek.

5

I.5.3 Metode Wawancara

Metode yang dilakukan selama tinjauan di lapangan yaitu dengan

wawancara langsung kepada pembimbing, staff di lapangan maupun

dengan operator mengenai proses yang terkait dengan topic yang dipelajari.

I.5.4 Metode Analisis

Metode ini digunakan dengan mengumpulkan semua informasi yang

didapatkan, baik dari metode tinjauan literatur, tinjauan lapangan, dan

wawancara dipadukan untuk menganalisis permasalahan dalam laporan

kerja praktek.

I.6 SISTEMATIKA PENULISAN

Sistematika penulisan dalam laporan kerja praktek ini adalah sebagai berikut:

BAB I PENDAHULUAN

Bab ini berisi beberapa subbab yang terdiri dari latar belakang, tujuan kerja

praktek, waktu dan tempat pelaksanaan kerja praktek, batasan masalah, metode

pengumpulan data, dan sistematika penulisan.

BAB II TINJAUAN UMUM INSTANSI

Bab ini berisi tentang informasi secara umum meliputi sejarah perusahaan,

visi dan misi perusahaan, struktur organisasi dan kegiatan bisnis yang dilakukan

di PT. Pertamina Geothermal Energi.

BAB III TINJAUAN UMUM PUSTAKA

Bab ini membahas proses yang terjadi pada pasokan uap, fasilitas produksi

yang terdapat di steam field, dan instrumentasi yang digunakan di steam field.

6

BAB IV PELAKSANAAN KERJA PRAKTEK

Bab ini berisi studi penjelasan tentang kalibrasi instrument kuster pressure

gauge dengan menggunakan dead weight tester dan oil bath kuster dan

menentukan standar deviasi kebenaran alat ukur tersebut.

BAB V PENUTUP

Bab ini berisi tentang kesimpulan dan saran dari hasil studi yang dilakukan

selama melaksanakan kerja praktek di PT. Pertamina Geothermal Energi area

Kamojang.

7

BAB II TINJAUAN UMUM INSTANSI

II.1 SEJARAH PT. PERTAMINA GEOTHERMAL ENERGY

Pertamina Geothermal Energy (PGE), merupakan anak perusahaan PT

Pertamina (Persero). PT. Pertamina Geothermal Energi berdiri sejak tahun 2006

dan oleh pemerintah telah diamanatkan untuk mengembangkan 15 Wilayah

Kerja Pengusaha Geothermal di Indonesia. Perusahaan yang menyediakan energi

tanpa polusi ini, 90% sahamnya dimiliki oleh PT. Pertamina (Persero) dan 10%

dimiliki oleh PT. Pertamina Dana Ventura.

Pada tanggal 29 Januari 1983 dilakukan peresmian lapangan geothermal

Kamojang dan beroperasinya Pembangkit Listrik Tenaga Panasbumi (PLTP)

Unit -1 dengan kapasitas sebesar 30 MW pada tanggal 7 Pebruari 1983, dan lima

tahun kemudian 2 unit beroperasi dengan kapasitas masing-masing 55 MW. Di

pulau Sumatera beroperasi Monoblok 2 MW di daerah Sibayak-Brastagi

sebagai Power Plant pertama dan pada Agustus 2001 PLTP pertama 20 MW

beroperasi di daerah Lahendong.

Seiring dengan perjalan waktu Pemerintah melalui Keppres No. 76/2000

mencabut Keppres terdahulu dan memberlakukan UU No. 27/3000 tentang

geothermal, dimana PT Pertamina tidak lagi memiliki hak monopoli dalam

pengusahaan energi geothermal tetapi sama dengan pelaku bisnis geothermal

lainnya di Indonesia. Dalam mengimplementasikan undang-undang tersebut

Pertamina telah mengembalikan 16 Wilayah Kerja Pengusahaan (WKP)

Geothermal kepada Pemerintah dari 31 WKP yang diberikan untuk dikelola.

Pada tanggal 23 November 2001 pemerintah memberlakukan UU MIGAS

No. 22/2001 tentang pengelolaan industri migas di Indonesia. Setelah berlakunya

UU tersebut Pertamina memiliki kedudukan yang samadengan pelaku bisnis

migas lainnya.

8

Pada tanggal 17 September 2003 Pertamina berubah bentuk menjadi PT.

Pertamina (Persero) dan melalui Peraturan Pemerintah (PP) No. 31/2003

diamanatkan untuk mengalihkan usaha geothermal yang selama ini dikelola oleh

PT Pertamina untuk dialihkan kepada Anak Perusahaan paling lambat dua tahun

setelah perseroan terbentuk. Untuk itu PT Pertamina membentuk PT Pertamina

Geothermal Energy (PT PGE) sebagai anak perusahaan yang mengelola kegiatan

usaha dibidang geothermal.

Kini PT. Pertamina memiliki hak pengelolaan atas 15 WKP geothermal

dengan potensi 8.480 MW. Dari 15 WKP tersebut, 10 WKP dikelola sendiri oleh

PT. Pertamina Geothermal Energi, yaitu Kamojang berpotensi 200 MW,

Lahendong berpotensi 60 MW, Sibayak berpotensi 12 MW, Ulubelu berpotensi

110 MW, Lumutbalai, Hululais, Kotamobagu, Sungai Penuh, Iyang-Argopuro,

dan Karahabodas.

II.2 SEJARAH LAPANGAN PANAS BUMI KAMOJANG

Sejarah panas bumi Indonesia dimulai pada tahun 1926-1928 oleh

pemerintah Belanda. Indonesia melalui Pertamina bekerjasama dengan

pemerintah Selandia Baru menjajaki potensi panas bumi lapangan kamojang

dengan melakukan pemboran 14 sumur.

Pada tahun 1978 beroperasi monoblok 0.25 MW. Keberhasilan pembangkit

listrik dari energi panas bumi ini semakin menguatkan sikap Indonesia untuk

mengembangkan PLTP skala besar yang pertama di Indonesia.

Pada tahun 1983 mulai beroperasinya PLTP unit I berkapasitas 30 MW

dengan bentuk kontrak jual beli uap antara PT Pertamina dan PT Indonesia

Power. Selang empat tahun, beroperasinya PLTP unit II dan III yang

berkapasitas 55 MW. Sehingga listrik dari energi panas bumi Kamojang

bertambah kapasitasnya menjadi 140 MW. Pengoperasian PLTP unit II dan III

9

ini juga berdasarkan kontrak jual beli uap antara PT Pertamina dan PT Indonesia

Power.

Sebagai bentuk pengembangan pembangkitan listrik dari energi panas

bumi di Indonesia, PT PGE area Kamojang mengoperasikan PLTP unit IV

berkapasitas 60 MW di tahun 2008. PLTP unit IV merupakan PLTP skala besar

pertama yang dibangun dan dikelola oleh PT PGE area Kamojang.

Pengoperasian PLTP unit IV ini berdasarkan kontrak jual beli listrik antara PT

PGE dengan PT Perusahaan Listrik Negara (PT PLN).

Mulai tahun 2010, dikembangkan rencana pembangunan PLTP unit V di

kawasan Kamojang. Dalam perencanaannya, PT PGE menambah unit V dengan

jumlah produksi listrik sebanyak 30 MW. Berikut ini adalah sejarah

perkembangan Proyek Geotermal di Kamojang.

Tabel II-1. Sejarah Lapangan Panas Bumi Kamojang

Tahun Kegiatan

1926 1928 Pemboran 5 sumur oleh Pemerintah Belanda. Dengan 4 sumur abandoned dan 1 sumur

masih mengeluarkan uap dengan kedalaman sumur 66 m. Kini digunakan sebagai

kawasan wisata kamojang.

1971 1979 Pemboran 14 sumur eksplorasi (berkerjasama dengan pemerintah Selandia Baru).

Pada tahun 1979, potensi listrik tenaga panas bumi di daerah Kamojang yaitu 0.25

MW.

1978 Peresmian Monoblok 0,25 MW oleh Menteri Pertambangan dan Energi pada saat itu

yaitu Prof. DR. Subroto.

1979 2003 Pengembangan lapangan panas bumi Kamojang hingga 140 MW.

1983 : Commercial Operation Date (COD) Unit I (30 MW) dalam bentuk Perjanjian

Jual Beli Uap dengan PT Indonesia Power. Peresmian PLTP Unit I (30 MW) oleh

Presiden RI Soeharto.

Juli, 1987 : COD Unit II (55 MW) dalam bentuk Perjanjian Jual Beli Uap dengan PT

Indonesia Power.

November 1987 : COD Unit III (55 MW) dalam bentuk Perjanjian Jual Beli Uap

dengan PT Indonesia Power.

2003 2008 PT Pertamina Geothermal Energy menambah kapasitas 60 MW dengan

mengembangan PLTP Unit IV.

PLTP milik PT Pertamina Geothermal Energy yang mengoperasikan sendiri listriknya.

10

Sehingga dari pembangunan ini, PT Pertamina Geothermal Energy tidak hanya

menjual uap tetapi juga menjual listrik langsung kepada PLN selaku penyedia listrik

negara.

Januari 2008 : COD Unit IV dengan Perjanjian Jual Beli Listrik

2011 Penambahan Kapasitas dari 200 MW menjadi 230 MW

Direncanakan pemerintah melakukan pengembangan PLTP Kamojang dengan akan

membangun unit V (30 MW)

Kondisi PT PGE saat ini mampu memenuhi supply uap dengan pengaturan

tekanan kepala sumur dan pemboran. PT. PGE memiliki fasilitas produksi

sebanyak 6 sumur injeksi dan 36 sumur produksi dimana terdapat 24 sumur untuk

unit I, II, III dan 11 sumur untuk unit IV. Produksi sumur menghasilkan sekitar

1517 ton/hari.

II.3 VISI DAN MISI

Dibawah ini merupakan Visi dan Misi PT Pertamina Geothermal Energy

area Kamojang,

Visi:

2008 Business Minded Geothermal Company

2011 Center of Excelence for Indonesia Geothermal Industry

2014 World Class Geothermal Energy Enterprise

Misi:

Melakukan usaha pengembangan energi geotermal secara optimal yang

berwawasan lingkungan dan memberi nilai tambah bagi stakeholder.

11

II.4 STRUKTUR ORGANISASI

PT. Pertamina Geothermal secara umum memiliki struktur organisasi yang

dipimpin oleh seorang General Manager dengan enam manajer dibagian

Engineering, Workshop dan pemeliharaan, PLTP, Operasi dan Produksi,

Keuangan dan Layanan umum. Pada bagian QHSE merupakan bagian pengawas

yang bertanggung jawab kepada General Manager. Gambar 1 merupakan struktur

organisasi PT. Pertamina Geothermal serta struktur organisasi bagian operasi-

produksi.

Gambar II -1. Struktur Organisasi PT. Pertamin Geothermal Energy area Kamojang

General Manager

QHSE EngineeringWorkshop dan Pemeliharaan

Operasi dan Produksi

PLTP KeuanganLayanan Umum

12

Gambar II-2. Struktur Organisasi Bagian Operasi Produksi

PT. Pertamina Geothermal Energi memiliki bagian opersi-produksi pada

struktur organisasinya. Bagian operasi-produksi bertugas untuk mengatur produksi

suplai uap hingga sampai ke pembangkit listrik. Bagian operasi-produksi dipimpin

oleh seorang manager operasi-produksi yang dibantu oleh tiga asisten manajer,

yaitu asisten manajer Rendal, asisten manajer Fasprod dan asisten manajer

Laboratorium Uji Mutu.

a. Rendal (Perencanaan dan Pengendalian)

Rendal bertugas untuk merencanakan dan mengendalikan proses yang ada

di steam field untuk memastikan dan mengalirkan suplai uap ke pembangkit

tercukupi. Kegiatan yang dilakukan pada bagian rendal seperti mengatur sumur

panas bumi(apakah akan dialirkan atau tidak), melakukan uji produksi sumur

panas bumi, memantau parameter fisis (flowrate, tekanan kepala sumur,

tekanan line dan temperature line) yang diamati secara berkala, pengukuran

Operasi dan Produksi

As.Men. Lab Uji Mutu

Analisa Lab Ast. Sampling

As. Men. Rendal Prod

Pws. Uji Prod

Staff Pengukuran

Pws. Operasi

Ast. Ops. Shift

As. Men. Prwtn Fas. Prod

Pws. Fas. Prod

Ast. Fas. Prod

Ahli Inst & Sis Kontrol

13

parameter di area bawah tanah, merencanakan target dan sasaran produksi uap

serta produksi listrik.

b. Fasprod (Fasilitas Produksi)

Fasprod bertugas untuk mendukung kegiatan yang dilakukan oleh bagian

rendal, yaitu mempersiapkan sarana, menjaga, memelihara dan memperbaiki

fasilitas produksi yang dibutuhkan seperti jalur pipa, fasilitas uji datar atau

vertikal dan instrumentasi. Kegiatan yang dilakukandiantaranya kalibrasi alat

instrumen, pengecekan fungsi komponen (valve, steam trap dan lain-lain) di

lapangan, perawatan pipa beserta fasilitas pendukung.

c. Laboratorium Uji Mutu

Pada laboratorium uji mutu dilakukan uji sampling uap, analisis zat yang

terkandung di dalam uap dan memastikan kualitas uap sudah sesuai dengan

spesifikasi yang diinginkan. Kegiatan yang biasa dilakukan adalah mengambil

sampel uap, menganalisis zat kimia pada uap, mengukur dengan menggunakan

kalorimeter dan laju korosi.

II.5 DESKRIPSI BISNIS

Terdapat dua jenis bisnis yang dilakukan oleh perusahaan PT. Pertamina

Geothermal Energy (PGE) area Kamojang yaitu:

II.5.1. Bisnis Jual Beli Uap

Bisnis jual beli uap PT. Pertamina Geothermal Energy area

Kamojang berkerjasama dengan PT. Indonesia Power area Kamojang.

Dalam kontrak kerjasama yang dibuat, PT. Pertamina Geothermal Energy

area Kamojang menjual uap yang dialirkan pada tiga unit pembangkit

listrik milik PT. Indonesia Power. Pembangkit listrik pada unit 1

14

berkapasitas sebesar 30 MW sedangkan pada unit II dan III masing-masing

berkapasitas sebesar 55 MW, dengan total listrik yang dapat dibangkitkan

sebesar 140 MW. Sehingga diperlukan uap panas bumi yang dihasilkan

oleh PT. Pertamina Geothermal Energy area Kamojang untuk kemudian

diolah menjadi listrik berkapasitas 140 MW oleh PT. Indonesia Power.

Pada pelaksanaan kerjasama bisnis antara PT. Indonesia Power dan

PT. Pertamina Geothermal Energy, uap yang dialirkan ke pembangkit

listrik milik PT. Indonesia Power akan dibayarkan berdasarkan tenaga

(kWh) yang dibangkitkan oleh uap tersebut. Harga setiap kWh yang

dibangkitkan oleh PT PGE area Kamojang ialah 0.62sen/kWh atau setara

dengan Rp.620/kWh nya,hal ini akan dihitung setiap harinya dan tercatat

setiap jamnya. Setiap satu bulan data yang dihasilkan dicetak dan

ditandatangani oleh kedua belah pihak untuk kemudian dikirim ke Jakarta

agar tagihan tersebut dapat diserahkan kepada PT Indonesia Power pusat

dan dibayarkan kepada PT Pertamina (Persero).

Dalam melakukan bisnis ini, PT PGE area Kamojang lebih

mengutamakan Customer Focus. Hal itu ditunjukan dari penjualan yang

ditentukan dari jumlah kWh yang dibangkitkan bukan dari jumlah suplai

uap yang dialirkan oleh PT PGE area Kamojang. Oleh karena itu, apabila

ada salah satu unit yang shut downPT PGE area Kamojang tidak dibayar

apabila tetap melakukan suplai uap, kecuali shut down yang dilakukan oleh

PT Indonesia Power dibawah 75% dari jumlah kWh yang dihasilkan. Jika

dibawah 75% maka PT Indonesia Power wajib membayar suplai uap

sebesar 75%. Hal itu berdasar pada perjanjian PT Indonesia Power dengan

PT PGE area Kamojang. Sehingga apabila unit III terjadi shut down, maka

suplai uap dari PT PGE area Kamojang akan dikurangi dan mereka tetap

tidak dibayar di unit yang mengalami shut down tersebut karena tenaga

15

(kWh) yang dihasilkan masih diatas 75% dari keseluruhan tenaga (kWh)

yang dihasilkan.

II.5.2. Bisnis Jual Beli Listrik

Bisnis jual beli listrik yang dilakukan oleh PT PGE area Kamojang

ialah bisnis penjualan listrik kepada PLN (Persero). Dalam bisnis ini PT

PGE area Kamojang tidak menjual uapnya kepada PLN, melainkan

membangkitkan listriknya sendiri dan kemudian menjual listrik hasil

pembangkitan PLTPnya untuk kemudian dijual kepada PLN. Pembangkit

listrik tenaga panas bumiPT PGE area Kamojang sendiri memiliki hasil

keluaran sebesar 63 MW. Enam puluh MW untuk dijual kepada PLN,

sedangkan 3 MW digunakan oleh PT PGE area Kamojang untuk

kebutuhannya sendiri.

Dalam hal ini setiap data tenaga (kWh) yang dihasilkan dari PLTP

milik PT PGE area Kamojang didata setiap harinya dan setiap bulannya

datanya dikirimkan kepada pihak PLN untuk ditandatangani bersama.

Setelah ditandatangani bersama, maka data tersebut dikirimkan ke PT

Pertamina (Persero) di Jakarta untuk dilakukan penagihan kepada PLN

dalam hal pembayaran.

16

BAB III TINJAUAN PUSTAKA

SISTEM INSTRUMENTASI DAN PROSES PADA

PEMBANGKIT LISTRIK TENANGA PANAS BUMI

III.1. SISTEM PANAS BUMI

Energi panas bumi merupakan energi alami yang terbentuk dan

dihasilkan dari dalam perut bumi. Sistem panas bumi secara umum dapat

diartikan sebagai sistem penghantar panas di dalam mantel atas dan kerak bumi

dimana panas dihantarkan dari suatu sumber panas (heat source) menuju suatu

tempat penampungan panas (heat sink). Dalam proses penghantaran panas

pada sistem panas bumi, yang dipanaskan ialah fluida berupa uap dan air yang

tersimpan dalam suatu formasi batuan yang disebut reservoir. Sistem panas

bumi yang digunakan untuk pembangkit energi tenaga panas bumi dan

melibatkan adanya uap dan air panas merupakan sebuah sistem hidrotermal.

Gambar III-1. Skema Sistem Energi Geothermal

17

Skematik sistem geotermal dapat dilihat pada Gambar III.1. Di

Indonesia, sistem hidrotermal merupakan sistem panas bumi yang paling sering

ditemukan. Transfer panas dari sumber panas menuju permukaan bumi

adalah melalui proses konveksi bebas yang melibatkan fluida meteorik

(seperti air hujan) dengan atau tanpa jejak fluida magmatik. Sistem

panasbumi hidrotermal berjalan dengan siklus yang saling berhubungan

satu sama lain. Pemanasan fluida termal di reservoir menghasilkan uap

panas yang mengalir ke atas permukaan. Proses konveksi ini berjalan secara

terus menerus sehingga menyebabkan adanya potensi pengurangan fluida di

dalam reservoir. Untuk menjaga fluida di dalam reservoir tetap dalam kondisi

stabil, maka perlu suplai tambahan dengan penambahan fluida dari permukaan

(injeksi atau fenomena alam).

Ada beberapa syarat potensi panas bumi yaitu sumber panas, reservoir

dengan fluida termal, daerah resapan (recharge), dan daerah pelepasan

(discharge).

III.1.1. Sumber Panas

Di dalam perut bumi, sepanjang waktu terjadi transfer panas

dari sumber panas menuju permukaan bumi dan seluruh muka bumi

menjadi tempat penampungan panas (heat sink). Namun, di beberapa

tempat energi panas ini dapat terkonsentrasi dalam jumlah besar dan

melebihi jumlah energi panas per satuan luas di atas rata-rata. Potensi

energi panas ini digunakan untuk menjadi sumber panas yang biasanya

berada dilokasi gunung berapi.

III.1.2. Reservoir

Reservoir panasbumi merupakan formasi batuan di bawah

tanah yang mampu menyimpan dan mengalirkan fluida termal,

seperti uap dan air panas. Formasi batuan yang terkandung dalam

reservoir memiliki porositas (kemampuan untuk menyimpan fluida

18

termal) dan permeabilitas (kemampuan untuk mengalirkan fluida) yang

baik. Pada sistem panas bumi, untuk mendapatkan potensi uap panas

yang besar diperoleh dengan melakukan pengeboran pada daerah

reservoir atau batuan yang mempunyai permeabilitas yang baik.

III.1.3. Daerah Resapan (Recharge)

Daerah resapan merupakan daerah dimana aliran air tanah di

tempat tersebut bergerak menjauhi permukaan tanah. Aliran air tanah

di daerah resapan bergerak dari atas permukaan menuju ke bawah

permukaan. Daerah resapan berfungsi untuk menjaga kuantitas dari

fluida termal di dalam reservoir. Apabila daerah resapan terjaga

dengan baik maka tekanan di dalam formasi reservoir terjaga karena

adanya fludia yang mengisi pori di dalam reservoir secara

berkelanjutan.

III.1.4. Daerah Pelepasan (discharge area)

Daerah pelepasan merupakan daerah dimana aliran air tanah

di daerah tersebut bergerak ke atas menuju permukaan tanah. Daerah

pelepasan pada sistem panas bumi ditandai dengan adanya fenomena

alam atau manifestasi permukaan. Manifestasi permukaan adalah

tanda-tanda yang tampak pada permukaan bumi yang menunjukan

bahwa terdapat potensi sistem panas bumi di bawah permukaan di

sekitar fenomena tersebut. Mata air panas, fumarola atau uap panas

yang keluar dari celah bebatuan merupakan daerah pelepasan

(discharge area) dengan manifestasi permukaan.

19

III.2. SISTEM PRODUKSI UAP

Pada pembangkit listrik tenaga panas bumi, uap panas dari sistem

hidrotermal dimanfaatkan untuk mensuplai kebutuhan uap panas menuju

PLTP.Oleh karena adanya formasi batuan impermeable, uap panas yang

dihasilkan dari sistem hidrotermal tertahan di reservoir dan mengalami proses

kondensasi sehingga berubah fasa dari uap panas menjadi air. Oleh karena itu,

untuk mengalirkan uap panas ke permukaan tanah diperlukan adanya

pengeboran sumur panasbumi sebagai jalan keluar aliran uap panas naik ke

permukaan bumi.

Dalam sistem geothermal yang ada di kawasan PT. Pertamina

Geothermal Energy Kamojang, terdapat sistem produksi dan distribusi uap.

Setiap uap yang diproduksi berasal dari sumur-sumur produksi yang tersebar di

beberapa cluster. Cluster adalah sekumpulan sumur (baik itu sumur produksi

ataupun sumur monitoring) yang berada saling berdekatan di suatu daerah.

Rata-rata di sebuah cluster ada 2-4 sumur.

Sebelum sumur produksi digunakan sebagai sumber dari suplai uap

menuju PLTP, sumur tersebut perlu dilakukan suatu tes atau uji. Uji sumur

dilakukan untuk mengetahui besarnya pasokan uap dan besarnya listrik

yang bisa dibangkitkan dari sumur produk tersebut. Tes atau uji yang

dilakukan pada sumur panasbumi yaitu well completion test, uji tegak, dan uji

datar.

III.2.1. Well Completion test

Well completion test sumur ini dilakukan ketika sumur selesai

proses pemboran dan pemasangan liner. Well completion test meliputi

proses penjajagan kedalaman, pengukuran landaian temperatur dan

tekanan awal atau disebut juga Pressure and Temperature (PT) awal,

uji hilang air (water loss test), uji permeabilitas keseluruhan (gross

20

permeability test) serta Pressure and Temperature akhir (PT Heating

up). Tujuan uji penyelesaian sumur adalah untuk mengetahui daerah

permeabel (feed zone) dan permeabilitas keseluruhan sebagai data

awal untuk mengetahui besar produksi dan karakteristik sumur.

III.2.2. Uji Tegak

Uji tegak merupakan uji sumur dengan cara mengalirkan

uap ke atmosfir atau udara bebas. Tujuan dari uji tegak ini

diantaranya adalah pembersihan cutting atau material pengeboran

pada sumur baru, mengetahui mass flow secara kasar, mengetahui

kualitas uap dan merencanakan pipa untuk uji datar. Pada saat uji tegak,

ditempatkan instrumen pressure gauge di pipa lib untuk mengetahui

tekanan kritis pada sumur panasbumi.

III.2.3. Uji Datar

Uji datar merupakan uji sumur yang dilakukan dengan cara

mengalirkan uap ke pipa uji dan dibuang melalui rock muffler,

sehingga didapatkan karakteristik uap. Tujuan dari uji datar adalah

untuk mengetahui karakteristik sumur lebih rinci, mengetahui

tekanan optimal sumur, mengetahui mass flow optimal dalam tks

tertentu, serta mengetahui kandungan kimia dari uap panas. Pada uji

datar, penentuan laju alir massa dari sumur produksi ditentukan dengan

menggunakan metode pressure lip.

21

III.3. JENIS SUMUR

III.3.1. Sumur Produksi

Sumur produksi (Production Well) merupakan sumur yang di

eksplorasi kandungan uapnya untuk dialirkan ke dalam sistem PLTP.

Setiap sumur produksi kemampuannya ditinjau dari laju massa uapnya,

sehingga sumur produksi yang telah berhasil digali belum tentu bisa

dieksplorasi langsung apabila laju massa dan tekanan kepala sumurnya

kecil. Hal itu dikarenakan apabila tekanan kepala sumurnya kecil, maka

pada saat mencapai di header tekanannya jauh lebih kecil. Padahal

tekanan di turbin harus 6.5 bar. Sedangkan apabila laju alir uapnya kecil

maka hal itu mempengaruhi listrik yang di hasilkan, apabila production

cost masih lebih besar di bandingkan kemampuannya memproduksi

uap, maka sumur tersebut menjadi sumur monitoring saja.

Di area eskplorasi PT. Pertamina Geothermal Energy area

Kamojang terdapat 47 sumur produksi. Sumur produksi tersebut terbagi

dua, untuk unit I, unit II dan unit III terdapat 36 sumur produksi.

Sedangkan pada unit IV terdapat 11 sumur produksi.

Gambar III-2. Sumur Produksi

22

III.3.2. Sumur Reinjeksi

Sumur reinjeksi merupakan sumur yang berfungsi untuk

menginjeksikan air ke dalam reservoir. Sumur injeksi berfungsi

untuk menstabilkan kuantitas fluida di dalam reservoir sehingga

tetap terjaga. Di area Kamojang, sumur reinjeksi dan saluran pipa

reinjeksi berwarna hijau.Biasanya sumur reinjeksi hanya

mengembalikan 40% dari jumlah fluida yang diambil dari lapisan

reservoir, sedangkan sisanya dibiarkan secara alami melalui air meteorit

(hujan).

Gambar III-3. Sumur Reinjeksi

III.3.3. Sumur Pantau

Sumur pantau adalah sumur hasil eksplorasi tetapi tidak

sesuai dengan karakteristik sumur produksi yang diinginkan. Pada

Gambar 3.6 ditampilkan foto salah satu sumur monitoring milik PT

PGE area Kamojang. Sumur pantau ini biasanya memiliki laju

uapnya rendah, sehingga hanya dijadikan sumur cadangan saja.

Sumur pantau tidak digunakan untuk produksi sehari-harinya,

melainkan didiamkan dengan cara di-bleeding agar sumur tidak mati.

Sumur di-bleeding berfungsi agar uap yang mengalir dari sumber

sumur tersebut dibuang ke lingkungan dalam skala kecil agar kondisi

23

sumber tetap bisa mengalirkan uap. Dengan membuang uap tersebut

dalam skala kecil, sumur tidak akan mati dan apabila sumur akan

dijadikan sumur produksi, dapat dilakukan pengujian ulang sumur .

Gambar III-4. Sumur Pantau

III.4. BAGIAN-BAGIAN SUMUR

Sumur-sumur tersebut memiliki beberapa bagian-bagian tertentu

dengan fungsinya masing-masing. Beberapa bagian tersebut yaitu:

III.3.1. Konstruksi Dasar Sumur

Kontruksi Dasar Sumur adalah kontruksi dasar

berupa aspal dan beton yang menjadi fondasi dasar instrumen

sumur lainnya. Selain menjadi fondasi dasar, hal ini tentu

memudahkan para pekerja saat sedang mengoperasikan

sumur karena apabila tidak ada fondasi maka akan ada

kesulitan apabila tanah basah karena uap buangan ataupun

hujan.

24

Gambar III-5. Gambar konstruksi sumur

III.3.2. Annulus

Annulus adalah master valve pertama pada saat

sumur pertama kali dieksplorasi. Fungsi dari annulus adalah

menyediakan sebuah ruang pada pipa pengeboran sehingga

ruang tersebut membuat sirkulasi tekanan aman. Hal ini

dilakukan mencegah ekspansi tekanan yang berlebihan (blow

out) pada saat pertama kali release. Tidak semua sumur

memiliki annulus. Hanya beberapa sumur saja yang

menggunakan annulus.

Gambar III-6. Annulus berada dibawah kerangka kepala dasar sumur

25

III.3.3. Rangkaian Kepala Sumur

Pada sumur produksi, terdapat rangkaian dasar kepala

sumur berupa valve untuk mengatur aliran fluida dan

sambungan percabangan pipa. Secara umum, rangkaian kepala

sumur terdapat 4 jenis valve, yaitu master valve, wing valve,

side valve dan top valve.

1. Master Valve

Master valve adalah gate valve yang berfungsi

untuk membuka atau menutup laju alir uap yang akan

masuk ke sistem. Uap yang bersumber dari sumur diatur

oleh master valve laju alirnya dengan dua mekanisme

yakni full open dan full close. Pada awal eskplorasi,

master valve digunakan untuk uji vertikal. Pada

umumnya, master valve di area Kamojang merupakan

gate valve API 3000 sampai 5000 psi. Master valve

setiap bulannya dilihat kondisinya dan dibersihkan

oleh bagian pemeliharaan instrument, sedangkan

untuk memastikan bahwa uapnya mengalir, dilakukan

pengambilan data oleh bagian pengambilan data.

Gambar III-7. Master Valve

26

2. Side Valve

Side valve adalah bagian dari Kepala Sumur

yang berfungsi sebagai jalur pengalihan aliran uap.

Salah satu sisi side valve digunakan untuk mengalirkan

uap apabila sumur dinonaktifkan, yaitu side valve yang

arahnya ke pipa bleeding. Sedangkan sisi side valve

satuya diarahkan ke pressure gauge agar dapat dihitung

nilai dari tekanan kepala sumurnya. Side valve berada

tepat dibawah master valve yang berfungsi untuk

mengatur kendali uap dari sumur ke sistem pipa. Pada

umumnya side valve yang digunakan di area Kamojang

ini merupakan Gate valve grade 3000 psi.

Gambar III-8. Side Valve

3. Wing Valve

Wing valve adalah salah satu bagian dari kepala

sumur yang digunakan untuk menutup aliran ke arah

pipeline pada saat sumur diuji tegak. Wing valve juga

merupakan jenis gate valve. Sumur yang diuji tegak

akan mengalirkan uap ke atas, sedangkan uap yang

menuju ke pipeline ditutup. Biasanya uji tegak

dilakukan pada saat perbaikan atau pada saat sumur

27

pertama kali diuji apakah layak atau tidak untuk

berproduksi. Sehingga fungsi wing valve pada saat

produksi ialah untuk melindungi master valve dari

perbedaan tekanan yang terlalu besar pada aliran di

pipeline dengan tekanan kepala sumur. Sehingga

seandainya terjadi sesuatu, maka wing valve lah yang

terkena dampaknya dahulu. Sehingga master valve

aman. Hal itu dilakukan karena master valve adalah

salah satu bagian vital dari kepala sumur.

Bentuk pipa sebelum wing valve ada dua jenis,

yaitu ada yang berbentuk cross dan ada yang satu arah

saja. Bentuk pipa sebelum wing valve yang berbentuk

cross berarti arahnya ada dua arah. Satu arahnya ke

arah sistem PLTP, sedangkan satunya kearah rock

muffler. Jika sudah dua arah seperti ini biasanya tidak

bercabang lagi ke rock muffler karena sudah ada salah

satu wing valve yang ke arah rock muffler.

Gambar III-9. Wing Valve

28

4. Top Valve

Top valve adalah valve yang berda dia atas

rangkaian kepala sumur. Top valve digunakan untuk

memungkinkan peralatan di pasang diatas kepala sumur

seperti pemasangan lubricator untuk proses pengukuran

bawah tanah.

5. Cross atau tee

Cross atau tee diperlukan untuk

menguhubungkan antara master valve, top valve, dan

wing valve.

III.3.4. Bleeding Pipe

Bleeding Pipe merupakan pipa pembuang uap yang

berdiameter 0.5 inch yang digunakan untuk mempertahankan

produktivitas sumur. Sumur-sumur yang dinonaktifkan akan

menahan uap pada kepala sumur. Sumur akan mati apabila

uapnya tidak di alirankan, karena uap tertahan penuh di

kepala sumur. Uap yang tertahan tersebut dapat membuat

sumur mati, karena reservoir bisa menjadi dingin. Agar

mempertahankan sumur tetap bisa produktif maka dari itu perlu

ada sebuah aliran uap walaupun kecil melalui pipa bleeding ini.

29

Gambar III-10. Bleeding pipe pada side valve

III.3.5. Pipeline

Pipa penyalur (pipeline) uap adalah salah satu komponen

utama dalam distribusi uap. Pipa ini terbuat dari carbon steel

berdiameter tertentu (ada yang 8, 12, 16, 24 atau 32 inch),

memiliki schedule tertentu (ketebalan dari pipa) dan memiliki

kualitas (grade) sesuai dengan kebutuhan.Walaupun sudah

memenuhi untuk penyaluran uap, pipa ini perlu dilapisi oleh

kalsium silikat setebal 5 cm agar panas uap tidak keluar ke

lingkungan selama pendistribusian berlangsung. Hal ini juga

demi melindungi para pekerja lapangan dan masyarakat

sekitar pada saat melakukan aktivitas di sekitar pipa. Suhu

uap pada pipa sekitar 1801900C sedangkan dengan

menggunakan kalsium silikat permukaan pipa bisa menjadi 30-

400C. Pada pipa juga ditambah lapisan alumunium foil dan

alumunium luarnya untuk mengantisipasi korosi pada pipa dari

luar.

30

Gambar III-11. Pipeline area Kamojang

III.3.6. Rock Muffler

Rock Muffler adalah salah satu peredam suara atau

silencer pada sebuah sistem geothermal.Uap yang keluar dari

uap memiliki suara bising dengan desibel yang dapat

mengganggu telinga manusia. Maka dari itu dengan adanya

Rock Muffler, suara dari aliran uapnya diredam hingga 20 dB.

Lapisan dari Rock Muffler ialah batu-batu kali, ijuk (bisa juga

lapisan peredam lainnya) dan batubatu kali.Rock Muffler ada

dua jenis, diatas tanah dan dibawah tanah. Rock Muffler

yang baik ialah yang diatas tanah, karena keluaran (airnya)

dari Rock Muffler dapat dibuang dengan mudah dan tidak

memberikan efek ke tanah.

Gambar III-12. Rock Muffler

31

III.3.7. Pressure Gauge

Pressure gauge adalah salah satu instrumen

pengukuran yang berfungsi untuk mengukur tekanan. Pressure

gauge dipasang pada side valve untuk mendeteksi tekanan

kepala sumur dan pressure gauge yang dipasang pada

pipeline setelah keluar kepala sumur untuk mendeteksi tekanan

pipeline setelah keluar dari kepala sumur. Tujuan dari

pemasangan keduanya ialah untuk mendeteksi apakah tekanan

pipeline lebih kecil atau lebih besar daripada tekanan kepala

sumur. Apabila tekanan lebih kecil (karena efek penggabungan

dengan jalur pipa yang lain) maka artinya uap dari sumur

tersebut tidak dapat mengalir ke tekanan yang lebih tinggi.

Agar sumur bisa mengalirkan uapnya ke jalur pipa maka

tekanan pada pipeline harus dibuat lebih rendah

dibandingkan tekanan kepala sumurnya.

Gambar III-13. Pressure Gauge digital (kiri) dan Pressure Gauge (kanan)

III.3.8. Temperature Gauge

Temperature gauge adalah instrumen pengukuran yang

berfungsi sebagai alat ukur temperature pada pipeline. Pada

pemasangan temperatur gauge, terdapat thermowell untuk

mencegah terjadinya kontak langsung antara sensor

temperatur dengan fluida.

32

Gambar III-14. Temperature Gauge (manual ) dan Temperture Gauge (digital)

III.3.9. Orifice

Orifice adalah salah satu instrumen pengukuran yang

berfungsi untuk mengukur mass flow fluida yang baru keluar

dari kepala sumur. Laju alir fluida dari tekanan sebelum fluida

melewati orifice dan tekanan sesudah melewati orifice. Dari

perbedaan keduanyalah maka bisa dicari nilai dari mass flow

fluida.

III.3.10. Flow Recorder ITT Barton

Flow recorder merupakan alat instrument yang

digunakan untuk mengetahui laju aliran uap di dalam pipa

dengan cara mengukur dan merekam nilai tekanan. Nilai

tekanan yang diukur adalah differential pressure dan static

pressure. Laju aliran massa uap akan diketahui dari data DP dan

SP berdasarkan perhitungan menggunakan metode orifice

plate. Flow recorder ITT Barton beroperasi merekam nilai

tekanan sepanjang waktu sesuai clock yang terpasang di

dalamnya. Hasil pencatatan akan ditulis ke dalam chart oleh

pena tinta biru yang menunjukan static pressure dan tinta merah

menunjukan differential pressure. Di Kamojang, flow recorder

yang digunakan adalah ITT Barton dan Foxboro. Selain

mengukur tekanan Static Pressure dan Differential Pressure,

Foxboro juga dapat mengukur temperatur uap di dalam pipa.

33

Gambar III-15. Flow Recorder ITT Barton

III.3.11. Block Valve

Block Valve adalah valve yang mengatur pipa dari

suatu jalur ke jalur lainnya. Block valve terdapat di pipeline

dengan wing valve satu jalur saja, atau di pertemuan dua jalur

pipa. Fungsi block valve di dekat sumur ialah mengatur apakah

aliran uap ingin dialirkan ke dalam sistem atau dibuang ke Rock

Muffler. Sering kali apabila salah satu komponen rusak pada

jalur pipa, jalur pipa harus dikosongkan dari uap. Maka dari

itu block valve dari jalur luar sumur harus ditutup terlebih

dahulu. Hal itu dikarenakan akan ada gangguan tekanan

aliran uap dari pipa sumur lain dan ini bisa mengganggu

perbaikan. Maka dari itu, perlu adanya pemasangan block

valve agar tidak ada tekanan dari jalur pipa lainnya yang

mengganggu.

Selain itu block valve juga berguna untuk memanaskan

pipeline yang tidak aktif. Tidak aktif artinya sumur di

sepanjang pipeline tersebut dalam keadaan tidak produksi atau

dalam keadaan di bleeding. Apabila semua sumur di bleeding

34

maka pada pipeline tidak ada aliran uap sehingga pipeline akan

mendingin. Untuk mencegah mendinginnya pipeline, harus ada

salah satu sumur terjauh yang tetap dialirkan di sepanjang jalur

pipa. Sumur terjauh tersebut akan mempertahankan pipeline

pada kondisi seharusnya (menjaga panasnya). Agar aliran

uap tidak masuk ke header, maka diperlukan block valve

yang menutup jalur ke header.

Sedangkan perlu ada jalur tambahan ke twin silencer,

dengan block valve yang terbuka maka uap akan menuju twin

silencer. Apabila keadaan sumur diaktifkan semua (dalam

keadaan produksi kembali), block valve ke header kembali

dibuka, sedangkan block valve ke twin silencer ditutup.

Gambar III-16. Block valve

III.3.12. Rupture Disk

Setiap pipa alir uap panasbumi mempunyai batasan

tekanan aman, sehingga untuk menjaga dan mengamankan

pipa dari peristiwa over pressure maka digunakan rupture

disk. Rupture disk akan terbuka ketika tekanan di dalam pipa

melebihi batas tekanan yang telah diatur, sehingga

menyebabkan aliran uap keluar menuju lingkungan atau

35

atmosfer dan tekanan di dalam pipa akan menjadi berkurang.

Rupture disk hanya dapat digunakan dalam sekali pemakaian,

karena disk akan pecah saat bekerja. Nilai ambang tekanan pada

rupture disk adalah 1.2 dari nilai tekanan operasi.

Gambar III-17. Rupture Disk

III.3.13. PSV (Pressure Safety Valve)

Pressure Safety Valve merupakan sistem pengaman pipa

selain rupture disk untuk menganggulangi tekanan berlebih di

dalam pipa. PSV dapat digunakan berulangkali saat kondisi

masih bagus, karena PSV bekerja dengan menggunakan pegas.

Pada pengaturan PSV, nilai batas tekanan alat untuk bekerja

diatur dibawah nilai batas tekanan aman pipa. Saat tekanan di

dalam pipa melebihi batas tekanan yang diatur pada PSV, maka

aliran uap akan keluar menuju lingkungan dengan mendorong

pegas hingga PSV dalam keadaan terbuka. Ketika tekanan di

dalam pipa sudah di bawah batas tekanan pada PSV, maka pegas

akan menutup PSV pada posisi semula. Nilai ambang tekanan

yang diatur pada PSV adalah 96% dari nilai tekanan ambang

rupture disk. Pemasangan rupture disk dan PSV pada pipeline

36

dapat dipasang seri atau paralel. Keuntungan susunan seri

pada pemasangan PSV dan rupture disk yaitu menjaga agar

pegas pada PSV tidak terkena panas secara langsung yang

dapat menyebabkan korosi.

Gambar III-18. Pressure valve safety

III.3.1. Drain Port

Salah satu parameter kualitas uap yang perlu dijaga adalah

kebasahan (wetness). Di Kamojang, nilai kebasahan harus di

bawah 1 %. Kebasahan uap dipengaruhi oleh kondensasi uap

karena suhu lingkungan atau dari sumur sumber uap tersebut

berasal.Untuk menjaga kualitas uap maka diperlukan

mekanisme yang digunakan untuk membuang kondensat di

dalam pipa. Drain port merupakan rangkaian alat yang

dipasang sepanjang jalur saluran pipa terutama pada bagian

jalur pipa yang rendah untuk menjebak kondensat dan

membuang ke luar pipa. Jarak drain port satu dengan yang

lain sangat bervariasi, tergantung topografi dan kualitas uap

dari sumur. Di Kamojang, jarak rata-rata antar drain port sekitar

50 meter. Drain port biasanya terdiri dari main hole, valve,

steam trap, elbow, blow down dan pipa. Main hole merupakan

37

tee yang disambung pada pipa dan dihubungkan dengan valve

sebagai tempat pembuangan uap basah. Kondensat yang

terbentuk di dalam pipa secara gravitasi akan terdorong dan

masuk ke dalam main hole. Kondensat yang terkumpul akan

dikeluarkan melalui 2 cara, yaitu melalui steam trap dan blow

down. Pembuangan kondensat melalui blow down dilakukan

secara manual. Di PT. PGE area Kamojang, pembuangan

kondensat pada melalui blow down dilakukan setiap seminggu

sekali.

Pembuangan kondensat secara otomatis dilakukan

melalui steam trap berdasarkan prinsip termodinamika.

Prinsip kerja dari steam trap sangat sederhana yaitu

memanfaatkan perbedaan tekanan di dalam dan di luar

saluran pipa. Perbedaan tekanan ini merupakan fungsi dari

kuantitas kondensat yang terdapat di dalam main hole dan

temperatur di dalam main hole. Steam trap tidak dapat bekerja

dengan baik untuk jenis uap yang sangat basah, oleh karena

itu perlu dipasang separator pada sumur yang mengandung uap

basah cukup tinggi. Di PT. PGE area Kamojang, kebanyakan

sumur produksi menghasilkan uap satu fase atau uap kering,

sehingga tidak diperlukan separator, pengecualian pada satu

sumur kamojang yang bersifat 2 fasa membutuhkan sebuah

separator. Untuk memastikan uap mempunyai nilai kebasahan

di bawah 1%, maka di PLTP dipasang separator atau demister

atau scruber.Fungsi dari separator, demister atau scruber adalah

sama yaitu filter atau pemisahan. Perbedaan di antara ketiga

sistem tersebut terletak pada cara dan prinsip yang digunakan.

Separator dilakukan dengan prinsip gaya sentrifugal, demister

38

dilakukan dengan penyaringan, sedangkan scruber dilakukan

dengan prinsip seperti cyclone yang diarahkan.

Gambar III-19. Drain Port

III.3.2. Pipe Loop

Pipa Loop adalah pipa yang digunakan untuk

mengantisipasi efek pemuaian pada pipa pada saat uap panas

dari sumur dialirkan pada saat pertama kali dan untuk

mengurangi pressure drop. Uap yang sangat panas itu dapat

meregangkan pipa. Apabila tidak ada loop pipa akan mengalami

stress dan dapat menyebabkan pipa bisa pecah. Maka dari itu

perlu dibuat loop pipa agar peregangan pipa tidak membuat pipa

yang meregang pecah. Loop pada pipa biasanya dibuat setiap

jarak 100 meter.

39

BAB IV PELAKSANAAN KERJA PRAKTEK

STUDI KALIBRASI KUSTER PRESSURE GAUGE MENGGUNAKAN

DEAD WEIGHT TESTER DAN OIL BATH KUSTER

IV.1. LATAR BELAKANG

Dalam dunia industri, peralatan instrumentasi merupakan bagian yang

sangat vital untuk menjalankan operasi dan produksi. Fungsi dari peralatan

instrumentasi adalah untuk pengukuran (measurement) dan sebagai pengendali

(controllable) proses operasi dan produksi suatu perusahaan.

Kuster pressure gauge (KPG) merupakan salah satu peralatan

instrumentasi mekanik yang berfungsi sebagai alat ukur tekanan. KPG

merupakan alat ukur yang banyak digunakan dalam pengukuran tekanan bawah

suatu sumur panas bumi pada PT. Pertamina Geothermal Energi (PT. PGE).

Pengukuran tekanan sumur tersebut untuk memantau tekanan reservoir.

Untuk mendapatkan hasil yang akurat dalam pengukuran, maka alat-alat

instrumentasi dalam hal ini kuster pressure gauge perlu dikalibrasi secara

berkala. Kalibrasi merupakan serangkaian kegiatan untuk menentukan

kebenaran konvensiolan nilai penunjukan alat ukur dan bahan ukur dengan cara

membandingkan terhadap standar ukurannya yang mampu telusur ke standard

nasional untuk satuan ukuran.

Adapun tujuan kalibrasi adalah menjamin hasil hasil pengukuran

sesuai standar nasional maupun internasional, dan manfaat dari kalibrasi adalah

menjaga konsdisi instrument ukur dan bahan ukur agar tetap sesuai dengan

spesifikasinya. Itulah sebabnya mengapa kalibrasi terhadap peralatan

instrument seperti kuster pressure gauge sangat penting dilaksanankan.

40

IV.1.1. RUMUSAN MASALAH

Berdasarkan latar belakang yang telah dikemukakan, maka

rumusan masalah dalam laporan kerja praktek ini yaitu menentukan

deviasi kebenaran suatu alat ukur yaitu kuster pressure gauge dengan

menggunakan kalibrator dead weight tester dan oil bath kuster.

IV.2. DASAR TEORI

Dasar teori dalam subbab ini menjelaskan mengenai deskripsi dan

prinsip kerja alat instrument yang digunakan dalam studi kalibrasi ini.

IV.2.1. TEKANAN

Tekanan adalah gaya normal (F) tegak lurus yang diberikan oleh

suatu fluida persatuan luas benda (A) yang terkena gaya tersebut.

=

= (

2) (IV.1)

Tekanan sebenarnya atau actual pada suatu posisi tertentu

disebut dengan tekanan absolut sedangkan tekanan yang dibaca oleh

suatu alat ukur disebut dengan tekanan gage atau tekanan vakum.

Hubungan antara tekanan absolut, tekanan atmosfer, tekanan gage, dan

tekanan vakum ditunjukan pada gambar IV.1

Gambar IV-1. Hubungan antara tekanan absolut, tekanan atmosfer, tekanan gage, dan

tekanan vakum

41

Tekanan atmosfer adalah tekanan yang terukur di permukaan

bumi sekarang dan nilainya berubah terhadap ketinggian dan kondisi

cuaca. Semakin tinggi permukaan maka tekanan akan semakin rendah.

Tekanan atmosfer ini pada permukaan air laut rata-rata sebesar 29,90

inchi air raksa atau 1 atmosfer. Nilai tekanan atmosfer ini juga berubah

terhadp kondisi cuaca sekitarnya dan dapat berfluktuasi.

Dalam termodinamika, tekanan umumnya dinyatakan dalam

harga absolut. Tekanan absolut tergantung pada tekanan pengukuran

system. Oleh karena itu, hubungan antara tekanan absolut, tekann

pengukuran dan tekanan vakum yaitu sebagai berikut:

1. Bila tekanan pengukuran (pressure gauge) system diatas tekanan

atmosfir, maka :

= + (IV.2)

2. Bila tekanan pengukuran (pressure gauge) system dibawah tekanan

atmosfir maka :

= (IV.3)

IV.2.2. PENGUKURAN TEKANAN DENGAN PRESSURE GAUGE TIPE

TABUNG BOURDON (BOURDON TUBE)

Di dalam pressure gauge tipe tabung bourdon (bourdon tube)

biasanya digunakan suatu material yang sifatnya secara mekanis akan

mengalami deformasi jika diberikan tekanan pada material tersebut.

Untuk pemakaian di bidang industri, tabung biasanya terbuat dari

tembaga/kuningan, stainless steel 316 dan monel. Salah satu ujungnya

dibuat bebas bergerak dan kemudian dihubungkan dengan suatu roda

gigi sehingga dapat menunjukan tekanan yang terukur pada pointer atau

jarum indicator yang telah terkalibrasi. Perubahan tekanan ini dirasakan

42

oleh pipa bourdon secara proporsional sehingga menunjukan nilai

tekanan yang terukur.

a. Sifat histerisis tabung bourdon

Prinsip kerja tabung bourdon adalah memanfaatkan sifat

material yang jika diberikan pembebanan akan terjadi deformasi

material. Dengan adanya sifat demikian maka akan timbul suatu

karakteristik yang disebut histerisis.

Histerisis adalah suatu karakteristik dimana terjadi perbedaan

pembacaan pada pointer pada tekanan yang sama saat tekanan

dinaikkan dan diturunkan. Besarnya nilai histerisis ini dipengaruhi

oleh besarnya beban, sifat material tabung bourdon, dan kualitas

dari material tabung bourdon yang digunakan.

Pada gambar menjelaskan tentang hubungan pembebanan

dengan histerisis pada suatu tabung bourdon.

b. Pressure gauge berdasarkan standard ASME (American Society of

Mechanical Engineer)

Terdapat beberapa hal yang berkaitan dengan pressure gauge

sesuai dengan standar ASME B.40.100 yaitu:

1. Keakuratan

Untuk pressure gauge akurasi didefinisikan

sebagai persentase dari skala range yang paling tinggi

yang dapat terbaca, artinya presentase kedekatan nilai

yang diukur terhadap nilai sebenarnya pada range skala

penuh. Untuk setiap bidang industri dibutuhkan

presentase akurasi yang berbeda-beda. Di bawah ini

merupakan pembagian secara umum pressure gauge

berdasarkan nilai akurasi :

43

Pressure gauge untuk pengetesan (Test gauge) dan

standar memiliki tigkat akurasi 0,25% - 0,10% pada

skala penuh

Pressure gauge untuk proses yang sangat akurat

memiliki tingkat akurasi 0,5% pada skala penuh

Pressure gauge untuk proses industri umum

memiliki tingkat akurasi 1,0%

Pressure gauge untuk proses yang tidak terlalu

akurat atau penggunaan komersial memiliki tingkat

akurasi 2,0%

Standar ASME mendefinisikan terdapat 8 tingkat

atau grade pressure gauge berdasarkan akurasinya.

Akurasi ini didefinisikan sebagai presentase kesalahan

yang diizinkan (presntase dari skalai). Di bawah ini

adalah tingkat pressure gauge menurut standar tersebut:

ASME grade 4A; tingkat akurasi 0,1% dari skala

dengan diameter dial 8,5 inci atau lebih





ASME grade 1A; tingkat akurasi 1% dari skala


ASME grade A; tingkat akurasi 2-1-2% dari skala


ASME grade B; tingkat akurasi 3-2-3% dari skala


44

ASME grade C; tingkat akurasi 4-3-4% dari skala


ASME grade D; tingkat akurasi 5-5-5% dari skala


2. Range pengukuran tekanan

Standar ini merekomendasikan bahwa tekanan

operasi harus berada pada 25% - 75% dari skala pressure

gauge. Jika pada proses akan terjadi fluktuasi tekanan

maka tekanan operasi tidak boleh melebihi dari 50 %

range skala penuh

IV.2.3. KUSTER PRESSURE GAUGE

Elemen tekanan KPG (Kuster pressure gauge) dan elemen suhu

KTE (Kuster Temperature Element) dirancang untuk memberikan

pengukuran tekanan dan suhu bawah lubang yang handal dan akurat

dalam kondisi reservoir statis atau dinamis dalam tubing, anulus, atau

di dalam lubang terbuka. Alat ukur KPG dirancang untuk memenuhi

permintaan untuk diameter tekanan kecil dan pembaca suhu dengan

menggunakan prinsip dari beberapa tabung kumparan heliks Bourdon,

yang telah digunakan sejak tahun 1930.

a. Deskripsi dan Prinsip Kerja

Elemen tekanan KPG terdiri dari beberapa kumparan bourdon

jenis tabung. Tekanan fluida yang bekerja pada bagian dalam

tabung Bourdon menyebabkannya berputar. Rotasi ini langsung

dikirim ke stylus tanpa gear atau spring. Material tabung bourdon

merupakan logam campuran nikel, Ni-Span C, dengan temperature

kompensasi sekitar 200 F. Untuk penggunaan di atas 200 F

45

dianjurkan untuk mengkalibrasi tekanan pada suhu maksimum

yang dihadapi.

Rotasi tabung Bourdon ditransmisikan ke poros stylus, yang

terhubung ke elemen stylus dalam elemen recoder. Elemen Stylus

berputar dalam chart carrier. Elemen Clock dan lead screw

memindahkan chart carrier dengan jarak 5 inci. Elemen stylus

menggoreskan tanda pada chart dengan lebar sekitar 0.001",

goresan tersebut bisa dibaca dengan menggunakan pembesar

berkekuatan 5X atau dengan menggunakan Kuster 2-Way Chart

Reader.

KTE menggunakan system sensor Bi-Metal untuk

pembacaan. Bi-Metal berputar dari perubahan suhu yang

disebabkan oleh pemanasan mengisi cairan dari sistem tertutup.

Rotasi helical bimetal ditransmisikan ke poros stylus dan elemen

stylus secara identik dengan elemen tekanan. Elemen helical

bimetal digunakan untuk suhu di atas 175 C.

Clock kuster digunakan untuk mengatur lama waktu

perjalanan chart carrier melalui lead screw, lead nut dan push rods.

Clock didesain untuk menahan getaran, shock dan suhu ekstrem

yang ditemui dalam operasi panas bumi. Clock membutuhkan

sedikit pelumasan dan pemeliharaan.

Gambar IV-2. Kuster pressure gauge (diagrammatic)

46

IV.2.4. KALIBRASI ALAT UKUR TEKANAN

Secara umum kalibrasi adalah suatu proses menentukan dan

mengatur nilai yang terukur pada suatu alat ukur sesuai dengan standar

yang telah ditentukan dalam spesifikasinya. Standar ASME B40.100

mendefinisikan secara khusus tentang kalibrasi pressure gauge adalah

suatu proses pengaturan mekanisme dari gauge meliputi tabung

bourdon, dial, penggerak mekanik, pointer dan lain-lain sehingga masih

di dalam batasan nilai akurasi yang telah ditentukan

Untuk mengetahui konsep kalibrasi suatu alat ukur tekanan

maka harus diketahui tentang urutan pengukuran tekanan standar yang

dijelaskan dalam buku metrology for ISO 9000 certification. Urutan

pengukuran tekanan standar digambarkan pada gambar IV.3.

Gambar IV-3. Level pengukuran tekanan

47

Berdasarkan urutan di atas maka proses kalibrasi alat ukur

tekanan pada level tertentu akan dilakukan oleh alat ukur tekanan

standar yang berada pada level berikutnya yang lebih tinggi. Dengan

demikian, jika suatu pressure gauge yang berada pada level paling

bawah akan dikalibrasi maka pengkalibrasi portable, standar pressure

gauge atau dead weight pressure tester.

Kalibrasi pressure gauge dengan suatu standar pressure gauge

atau disebut juga test gauge harus memiliki tingkat akurasi yang lebih

tinggi dari alat ukur yang akan dikalibrasi.

Metode kalibrasi pressure gauge lainnya yaitu dengan alat

kalibrasi yang disebut deadweight tester (DWT). Prinsip kerja suatu

DWT adalah dengan membebani suatu piston utama dengan berat

tertentu sesuai dengan tekanan yang akan diukur. Dengan adanya luas

penampang piston utama maka akan terjadi tekanan pada tekanan pada

piston tersebut. Sebuah piston yang lain memompa suatu fluida ke

dalam suatu reservoir pada DWT sehingga terjadi keseimbangan

tekanan.

Metode lain untuk kalibrasi pressure gauge yaitu dengan suatu

kalibrator tekanan portable. Biasanya alat ini terdari pompa tekan

portable, rangkaian pressure transducer dan display digital. Selain itu

ada juga menggunakan pressure gauge sebagai indicator tekanan

dengan tingkat akurasi yang tinggi. Alat ini sangat praktis untuk

digunakan di industri akan tetapi membutuhkan kalibrasi ulang yang

berkesinambungan. Range alat ini bisa mencapai 800 kPa dengan

akurasi 0,5 %. Selain itu pula terdapat tipe kalibrator DWT portable

tipe hidrolik hingga dapat melayani tekanan mencapai 70 MPa dan tipe

pneumatic hingga dapat melayani tekanan mencapai 200kPa.

48

IV.2.5. DEAD WEIGHT TESTER

Dead weight tester (DWT) merupakan standar kalibrasi yang

menggunakan silinder piston sebagai tempat beban untuk membuat

keseimbangan dengan tekanan yang diterapkan dibawah piston. DWT

merupakan standar utama dasar untuk pengukuran tekanan. DWT dapat

digunakan untuk mengukur tekanan yang diberikan oleh gas atau cairan

dan juga dapat mengahasilkan tekanan untuk tes kalibrasi berbagai

instrument.

Dead weight tester diberi nama demikian karena menggunakan

bobot mati (dead weight) dalam penentuan tekanan operasi dalam

sistem fluida tertutup dan terkompresi. DWT disebut demikian karena

untuk setiap nilai tekanan yang diberikan atau diterapkan dalam sistem

hidrolik tertutup, jumlah yang telah ditetapkan atau bobot tetap

digunakan untuk menyeimbangkan gaya apung. Setiap bobot ditandai

dengan jumlah yang setara dengan kekuatan yang akan diberikan pada

daerah silinder piston.

Gambar IV-4. Spesifikasi dan deskripsi DWT

49


DWT bekerja berdasarkan prinsip hukum Pascal di mana

tekanan (P) bertindak pada daerah tertutup yaitu piston (A),

menghasilkan gaya (F). Kekuatan piston ini kemudian

dibandingkan dengan gaya yang diberikan oleh bobot dikalibrasi.

Hukum pascal menyatakan bahwa dalam sistem fluida tertutup,

tekanan yang diterapkan akan sebanding dengan jumlah gaya yang

diberikan. Prinsip kerja dead weight tester dapat dilihat pada

gambar dengan persamaan dasar dalam hukum pascal yaitu

=

Gambar IV-5. Prinsip Kerja Dead Weight Tester

IV.2.6. OIL BATH

Oil bath adalah alat yang digunakan untuk mengkalibrasi

temperature. Oil bath merupakan salah satu kalibrator dengan

menggunakan oil silicon yang dipanaskan untuk mendeteksi

kemampuan alat ukur tersebut. Oil bath digunakan bersamaan dengan

dead weight tester atau sistem serupa untuk mencapai kalibrasi yang

akurat. Oil bath vessel, pompa dan motor, heater (pemanas) dan

50

indikator-controller. Semua kontrol yang dipasang pada satu panel.

Pemanas, pompa dan motor berada pada level bawah. Pemanas diatur

oleh thermocouple-indikator-controller. The pompa sirkulasi dan

pemanas terhubung elektrik sehingga oil bath tidak dapat dioperasikan

tanpa sirkulasi fluida.


Prinsip Oil bath berdasarkan pada tabung aluminium tertutup,

dengan tabung konsentris terbuka ditempatkan di dekat bagian

bawah dan memungkinkan sirkulasi bebas dari oil silicon di

sekitarnya. Dengan aliran silicon tersebut, silikon tersebut

dipanaskan dengan pemanas di dalamnya hingga suhu standar yang

diinginkan. Setelah mencapai suhu yang diinginkan, tampilan

digital akan menampilkan suhu pada oil silicon di Oil bath.

Terdapat dua pemanas yang berbeda, satu pemanas utama

berada di luar tabung dan yang lainnya ditempatkan di dalam

tabung. Pemanas utama bertindak sebagai pemanas penjaga dan

dengan daya konstan untuk memberikan suhu dinding luar yang

stabil, tepat di bawah set point. Pemanas kecil kedua melakukan

regulasi dengan bantuan controller.

Gambar IV-6. Oil Bath

51

IV.3. KALIBRASI KPG

Prosedur dalam mengkalibrasi kuster pressure gauge memiliki

beberapa tahapan prosedur kerja dan juga peralatan kerja serta peralatan

perlindungan yang harus dibawa dan digunakan agar pengambilan data tersebut

dapat berjalan dengan baik dan petugas yang mengambil data dalam kembali

dalam keadaan selamat dan aman.

A. Peralatan Kerja

1. Kuster Pressure (KPG)

2. Oil Bath

3. Dead weight tester

4. Peralatan safety

B. Instruksi Kerja

a. Persiapan

1. Tes kebocoran pada bourdon KPG dengan menggunakan dead

weight tester. Bourdon KPG diberi tekanan dengan beban 100 dan

200 ksc. Jika tidak terjadi kebocoran, maka KPG dapat dikalibrasi

lebih lanjut.

2. Rangkai dengan recorder assembly

3. Persiapan clock kuster 3 jam

b. Kegiatan Kalibrasi

1. Identifikasi KPG yang akan dikalibrasi sesuai dengan program

kalibrasi pada lembar kerja

2. Masukan black chart pada chart guide dengan bantuan chart

mandrel pada KPG yang akan dikalibrasi

3. Buat garis base line pada black chart

4. Putar clock kuster, rangkaikan pada recorder, hidupkan stylus lift

wire, rangkaikan outer housing pada inner housing lalu

kencangkan dengan kunci kuster.

52

5. Hubungkan rangkaian KPG dengan nose yang telah terkoneksi

dengan tubing oli DWT

6. Masukkan KPG yang sudah terkoneksi dengan tubing oli ke oil

bath sampai element terendam.

7. Pada Oil bath setting temperature point dan alarm (setting point

rendah dalam program kalibrasi)

8. Bila temperature sudah menunjukan temperature yang telah diatur

stabil, test beban pada DWT dengan memberi beban pada piston

dimulai dari yang terendah pada kalibrasi KPG

9. Putar alat pemutar DWT ke kanan hingga pada piston terdapat dua

level garis, apabila belum mencapai konstan, alat pemutar diputar

ke kiri atau ke kanan hingga keadaan tepat pada garis level dan

stabil.

10. Catat interval waktu terhadap pengetesan (3 menit), tambahkan

beban pengetesan selanjutnya.

11. Ulangi setting temperature oil bath pada variasi test beban pada

DWT.

12. Bila telah selesai, angkat dan dinginkan KPG dan lepas koneksi

tubing DWT ke KPG

13. Buka data black chart hasil kalibrasi KPG

14. Baca black chart hasil kalibrasi dengan chart reader

15. Buat table persamaan regresi linear.

53

IV.4. HASIL KALIBRASI

Dalam pelaksanaan kalibrasi kuster pressure gauge (KPG)

menggunakan kalibrator dead weight tester (DWT) dan oil bath kuster, terdapat

2 variasi yaitu variasi tekanan dan variasi temperatur. Berikut ini hasil kalibrasi

yang didapatkan dari pembacaan black chart menggunakan chart reader

dengan skala ukuran millimeter.

Dengan,

X= Simpangan/deflexi

Y= Tekanan Standar yang diberikan

a. Temperatur 500C

Tabel IV-1. Data Hasil Pembacaan Black chart pada suhu 500C

NO. X Y

1 2.35 10.00

2 5.96 25.00

3 11.99 50.00

4 24.00 100.00

5 30.07 125.00

6 36.03 150.00

7 41.99 175.00

54

b. Temperatur 1000C


NO. X Y

1 2.39 10.00

2 6.00 25.00

3 12.02 50.00

4 24.01 100.00

5 30.01 125.00

6 36.02 150.00

7 42.00 175.00

c. Temperatur 1500C


NO. X Y

1 2.43 10.00

2 6.01 25.00

3 12.02 50.00

4 23.96 100.00

5 29.89 125.00

6 35.85 150.00

7 41.77 175.00

d. Temperatur 2000C


NO. X Y

1 2.43 10.00

2 6.00 25.00

3 11.97 50.00

4 23.89 100.00

5 29.89 125.00

6 35.93 150.00

7 41.89 175.00

55

e. Temperatur 2250C


NO. X Y

1 2.45 10.00

2 6.00 25.00

3 12.02 50.00

4 24.06 100.00

5 30.10 125.00

6 36.20 150.00

7 42.16 175.00

f. Temperatur 2500C


NO. X Y

1 2.45 10.00

2 6.04 25.00

3 12.08 50.00

4 24.19 100.00

5 30.14 125.00

6 36.36 150.00

7 42.33 175.00

g. Hasil Rerata

Tabel IV-7. Data Hasil Rerata Pembacaan Black chart

NO. X Y

1 2.42 10.00

2 6.00 25.00

3 12.02 50.00

4 24.02 100.00

5 30.02 125.00

6 36.07 150.00

7 42.02 175.00

56

h. Spesifikasi KPG

IV.5. PEMBAHASAN DAN ANALISIS DATA

Tahap pertama dalam kalibrasi KPG adalah dengan melakukan tes

kebocoran menggunakan DWT dimana beban yang diberikan hingga 200 ksc.

Pada pelaksanaannya tidak ditemukan kebocoran pada bourdon KPG. Tahap

selanjutnya yaitu kalibrasi yang dilakukan pada suhu kamar.

Proses kalibrasi dilakukan dengan menggunakan dua variasi, yakni

tekanan dan temperatur. Kalibrator DWT digunakan untuk mengkalibrasi KPG

dengan rentang tekanan hingga 200 ksc. Variasi beban tekanan yang diberikan

yaitu 10, 25, 50, 100, 150, dan 175 ksc. Pada pelaksanaan kalibrasi dengan

variasi temperatur menggunakan oil bath.Penggunaan oil bath pada kalibrasi

KPG adalah untuk mendapatkan kondisi agar sesuai dengan temperature pada

reservoir. Agar hasil kalibrasi tidak ada perubahan ketika alat digunakan pada

57

temperature tinggi. Variasi temperatur dilakukan bertahap agar pemuaian tidak

terjadi secara spontan.

Pada DWT, tekanan dihasilkan dari piston yang bergerak secara vertikal

tanpa ada gesekan di dalam silinder yang berisi oli, silinder terhubung dengan

tuas pemutar oli, ketika tuas pemutar diputar maka akan menekan oli dan oli

akan menekan kesegala arah, termasuk ke dalam silinder, sehingga piston

terdorong naik dan KPG pun mendapatkan tekanan yang sama besarnya dengan

tekanan yang bekerja pada piston, untuk menghitung berapa tekanan pada

piston digunakan alat bantu yang berupa beban penyeimbang sesuai dengan

variasi yang telah ditentukan. Setiap variasi beban diberikan waktu 3 menit

dimana piston dijaga stabil agar stylus dalam KPG merekam simpangan yang

laporan kerja praktek iffa1

Documents